突围“531”，需要国家尽快出台补充实施细则，适时调整光伏发电发展规划，优化光伏发电的政策支持体系和市场发展环境，同时光伏发电企业自身也要进一步做好降本提质增效，共同推进光伏发电高质量发展，进一步巩固中国光伏发电在全球竞争中已形成的产业优势和领先地位。
6月1日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)。这则落款时间为5月31日的千余字通知，提出“暂不安排2018年普通光伏电站建设规模”，“加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度”，且规定自发文之日起实施，被业内称为“531”新政。
没有缓冲期，补贴退坡，电价下调，新增叫停，最严光伏新政在业内掀起巨浪。在“531”新政的冲击下，资本市场光伏板块大幅缩水，30多家A股光伏上市公司在短短3个交易日里蒸发市值600多亿元。6月3日，11位光伏企业负责人联名向新华社递交紧急诉求函，呼吁国家“放光伏产业一条生路”。6月6日，国家能源局作出正式回应，召开光伏行业协会企业代表座谈会。
在政策透明度越来越高的今天，“531”新政正式发布前，业内并没有收到相关征求意见稿。而按照2016年12月制订发布的国家《太阳能发展“十三五”规划》，将在2020年实现光伏发电平价上网。国家能源局突然按下快捷键，给光伏企业打了个措手不及。一位光伏龙头企业部门负责人在接受记者采访时说：“‘531’新政对光伏行业来讲是有冲击，冲击背后倒不是说文件的大方向有问题，文件精神与光伏行业10多年来发展和追求的方向是一致的;但是文件出台太突然，使整个行业都没有前期准备，而且文件出台之初，对一些细节的表述也不是很明确。”这里所指的细节，其中包括“630”问题。自2016年以来，国家对上网电价和补贴额度以年为单位进行调整，且适用于第二年的6月30日前并网的电站。
就“531”新政，另一位不愿署名的业内专家给记者发来了书面回答。他认为，新政与以前发布的文件相矛盾，叫停2018年普通光伏电站和5月31日后并网的分布式光伏电站的中央财政补贴，严重损害了光伏投资主体的合法权益。
发布月余，“531”新政“急刹车”效应在光伏发电业内逐渐放大。无论是中、东部分布式光伏发电站，还是西北大型光伏发电基地，冲着政府已承诺的电价和补贴，分秒必争的“630”抢工潮比往年更为激烈。顶着风，淋着雨，在茫茫戈壁滩的深处，光伏电站的建设者们夜以继日地施工安装。记者在西行的采访中，见证了半年多建成的100万千瓦的光伏电站并网送电，几十公里长的送出线路从设计到送电在一两个月内成为现实。这批带着政策烙印、在“630”抢工潮中诞生的光伏电站，能否从“531”新政中突围，不但关系到光伏电站自身的生存和发展，还决定了我国光伏行业的前途与命运。
完善光伏补贴退坡机制促使光伏发电市场平稳发展
以2006年1月1日实施的《中华人民共和国可再生能源法》为标志，在国家政策的扶持下，我国光伏发电在10余年里从小到大、从弱到强，发展成为规模全球第一、技术世界领先的光伏发电大国。据中国光伏协会(CPIA)统计数据显示，进入“十三五”时期，我国光伏发电年平均装机增速高达75%，截至2018年4月底，全国光伏发电装机已超过1.4亿千瓦。
在现有上网电价和政府补贴的双重保障下，较高的投资回报率刺激我国光伏发电发展失控。2017年新增光伏并网装机容量就达到5306万千瓦，同比增长53.6%。其中全国分布式光伏新增装机量达到1944万千瓦，远超前五年分布式光伏总装机量，在新增装机里占比达到36.6%。分布式光伏发电的爆发式增长，使得原本捉襟见肘的可再生能源发展资金入不敷出。截至2017年底，累计可再生能源发电补贴缺口总计达到1127亿元，其中光伏补贴缺口455亿元(占比约40%)，并呈逐年扩大趋势，目前已超过1200亿元，直接影响光伏行业健康有序发展。
导致政府补贴缺口不断扩大的另一个原因是可再生能源发展基金应收而未收，补贴资金来源不足。据财政部、国家发改委、国家能源局三部委印发的《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》(简称《暂行办法》)，我国可再生能源电价附加从2012年1月1日起按8厘/千瓦时开始征收。此后，国家又先后两次调高征收标准，从2013年的1.5分/千瓦时提高到了2016年的1.9分/千瓦时，要求确保资金应收尽收。但事实上，自2012年开征以来，全国约有1.42亿千瓦(截至2016年底统计数据)的自备电厂，对应年可再生能源附加费约为110亿元，这部分经费一直没有收上来。虽然国家发改委办公厅在3月22日下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，对全国燃煤自备电厂的建设和运行提出了24条整治意见，但至今正式稿还没有发布。
我国光伏发电产业规模以年度翻番的速度扩张。随着上游多晶硅板及其他光伏装备造价的大幅下降，2017年我国光伏电站平均建设成本已降至约6元/瓦，平均度电运行成本降到了约0.5元/千瓦时。今日，光伏发电的量与价已双双超出《太阳能发展“十三五”规划》提出的到2020年总装机1.1亿千瓦并实现平价上网的目标。
一头是国家光伏补贴财政压力骤增，补贴资金缺口越来越大;另一头是我国光伏电站爆发式增长，光伏发电市场高烧不退。对此，中电联行业发展与环境资源部副主任薛静认为，市场调控应该有个过渡，不应当采取断崖式的补贴退坡方式，需要有个缓冲期让市场平稳发展。在光伏发电规划和发展时序失控的情况下，如果把政府调控失策的后果强加到企业身上，只能说是政府调控手段的失信。在电力体制改革深入推进的背景下，电力市场化交易不断扩大，在可预期的国家补贴基础上，随着电站建设成本的逐步下降，新能源项目成为好的投资渠道，从而助推了分布式能源、多能互补项目等终端能源进入市场。但是“531”新政这种方式，恰恰给这类新能源项目泼了冷水，这不利于我国能源结构的调整和能源绿色转型战略的推进。
在风电、光伏发电等新能源发展初期，国家为了培育和扶持新生产业，出台支持性政策，或者直接给予较高的财政补贴，这是世界各国通行的做法。随着光伏设备造价、电站建设成本的大幅度下降，实行补贴退坡制也是国际惯例。薛静认为，我们的问题在于，国家在补贴退坡方面没有形成明确的机制，补贴退坡的稳定性和规律性没有，企业对补贴退坡缺失预期，这样只会进一步助长我国光伏发电市场的动荡。比如年年上演的“630”现象，这是市场行为，不是企业的错，是政府在补贴退坡制度方面没有做好。我们需要结合电力市场建设，抓紧完善补贴退坡机制建设，设定补贴退坡时间表。这样投资主体才可以做到心中有数，并据此测算出项目的投资收益率，做好技术创新和投资创新，进而形成光伏发电发展的倒逼机制，最终促使光伏发电市场平稳回落。
实现光伏平价上网必须迈过非技术成本高的门槛
我国的光伏发电规模化发展始于2011年。当时基于两个背景，一是为应对2010年欧美光伏双反后产能的内部转移，支撑国内光伏制造业的进步;二是国内大范围雾霾天气等环境问题更为迫切需要清洁化的能源供应。在国家政策的支持下，我国光伏产业经过近8年的快速发展，已形成了完整的产业链;光伏产品和设备成本已经大幅下降，全球10大光伏企业中有8家为中国的光伏企业;光伏发电技术全球领先，光伏发电装机容量占到全球的70%以上，累计装机规模连续3年位居全球第一。然而，即使在发电装机规模全球最大、发电技术全球领先的情况下，我国光伏发电成本却是全球最高的几个国家之一。某光伏龙头企业部门负责人在接受记者采访时说：“导致我国光伏发电这种怪象的原因，已不是光伏行业自身的问题了，而是光伏发电的非技术成本太高，在土地费用、融资成本和并网成本这三个环节上尤为突出。”
据该负责人介绍，公司2017年在沙特阿拉伯中标的光伏电站上网电价折合成人民币为0.12元/千瓦时,该项目在中东地区的融资贷款利率只有2%且放贷期限是20年,作为民营龙头企业的该公司在国内项目同期融资贷款利率高达14%;此外,中东地区沙漠化土地是免费征用,而同期在国内西北荒漠化戈壁滩的征地费亩均1800余元,有的甚至已高达3000多元。并网成本高，更是国内光伏发电行业的一个普遍现象。在青海某刚刚建成的100万千瓦光伏电站，工程项目建设负责人给记者介绍，该电站同期投资上亿元配套建设了一座330千伏升压站，投资5000多万元建了一回45公里和一回12公里的330千伏输电线路，并将自行负责这些输电设施的运营维护。据业内人士统计，近几年来国内光伏电站自建的输电设施资产被电网企业回购比率不超5%。
“我们比谁都希望光伏发电能尽快实现平价上网，只有平价上网才能使光伏发电在电力市场优选中获得更广阔的发展空间。但是社会不能把所有的压力都转嫁给光伏行业。因为并不是光伏行业自身没有做好，我们的规模、产品工艺、发电技术等都走在了世界前列。”这是记者在光伏发电企业采访中听到最多的声音。
其实，国家能源局自2015年开始组织实施的“光伏领跑者计划”，已经从光伏发电技术进步、产业升级、市场应用和成本下降四方面进行实践探索。2018年青海格尔木光伏发电应用领跑者基地中标的上网电价为0.31元/千瓦时，已低于当地0.32元/千瓦时的煤电上网标杆电价。可见，在我国西部等太阳能资源富聚区，当电站建设的非技术成本被严格限定时，平价上网已成为现实。
当前，如何有效降低光伏发电的非技术成本?中电联行业发展与环境资源部副主任薛静指出，首先是要抓好《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》的落地。各级电力行政主管部门要进一步做好光伏电站的规划和布局，在中东部地区，尤其是在江浙等经济发达省份，多布局不占用土地的屋顶光伏，加快工业园区屋顶分布式光伏电站建设;做好农村配电网的升级改造，把光伏发电发展与农村小城镇建设结合起来，促进美丽乡村建设。在青海、新疆、甘肃等光资源富聚的西北地区，建设集中式的大型光伏发电基地，国家要指导地方政府在荒漠化土地征用方面制定优惠政策。国家要鼓励金融机构扩大绿色金融业务，继续加大对光伏发电项目的金融支持力度。而光伏电站并网成本问题，既有电源电网建设周期不同步原因，也有电力管理体制方面的原因。光伏电站建设周期长则一年，短则只需数月，而电网规划建设长则数年，短时也需要一年半载，电网建设滞后不可避免。现在关键是要把已经建成投运的电站输配电设施尽快纳入地方的电力规划之中，这样才能计入输配电价成本的核定之中，以扫清电网企业回购这类资产的障碍。
实施可再生能源电力配额制是光伏可持续发展之根本
在国家政策支持和技术进步的双重作用下，我国光伏发电实现了超预期的爆发式增长。特别是随着风光互补、水光互补、风光储等多能互补技术的成熟，一批装机超100万千瓦的大型光伏电站相继投运，光伏发电的规模效应和供电可靠性逐步显现，可再生能源电力已成为我国电力绿色转型的生力军。但随着我国电力供需相对宽松，虽有国家全额保障性收购的政策性支持，但是在新疆、甘肃等新能源富集区的弃光率仍高达20%，弃风弃光问题已成为制约我国可再生能源电力可持续发展的又一重要因素。
弃光限电一方面直接减少了光伏电站的收益，同时也间接增加了光伏发电的度电成本。业内专家认为，我国近些年来电力发展中频频发生的“三弃”现象，不是电力生产端出了问题，而是电力消费端出了问题，这需要国家出台政策引导和支持绿色电力消费。而可再生能源电力配额制，就是在电力市场化机制下，以法定义务方式，要求电力消费中可再生能源必须达到最低比重要求的政策机制。在国际上，光伏发电的政府补贴也多用在电力消费端，这样便于提高政府补贴的绩效，比如美国实施的绿证配额制，覆盖了地方政府、电网以及用电企业。
借鉴国际先进经验，加快实施可再生能源电力配额制已是推进我国光伏发电可持续发展的重要选项。薛静强调，通过实施可再生能源电力配额制，激励和倡导增加电力绿色消费，促使中东部支持西部发展，全社会支持清洁能源发展，这是我国能源电力绿色转型的重要途径。
在实施过程中，国家应根据各省、市、区能源电力生产和消费实际，分配可再生能源消费占比指标，强制执行，刚性考核。通过考核驱动，充分调动地方政府支持光伏发电发展的主动性和积极性。过去，地方政府发展光伏发电的动力是来自于国家补贴、土地收入及税收，今后要转变成绿色能源电力考核的驱动。不但地方政府有可再生能源电力配额，电网和用电企业也要有可再生能源电力配额，以国家意志来引导全社会消费绿色电力。
在这个炎热的夏季，当记者站在青海共和县龙羊峡170万千瓦水光互补电站30米高的瞭望塔上，放眼远望，脚底下是上千万片多晶硅板铺就的蓝色海洋，了无边际，将千万年来荒芜贫脊的戈壁化为源源不断的电能。拥有得天独厚的资源禀赋，近1000万千瓦光伏发电与1200万千瓦水电共同支撑起了青海的“绿电9日”。水光互补，风光互补，风光储，中国光伏发电从这儿起步引领全球，我们还会认为这些国家补贴没有花在刀刃上?事实上，过去8年里，中国光伏发电虽有政策支持，但外有国际双反，内有弃光限电，从筚路蓝缕中成就全球第一。而全年光伏发电量也还才1182亿千瓦时，仅占全国全年总发电量的1.8%，与西方光伏发达国家的占比还相距很远。
积极推进风电、光伏发电等新能源发展，加快电力绿色转型的步伐，既是我国落实能源四个革命的题中之义，也是不可阻挡的全球能源发展大势。“531”新政注定会是成为我国光伏发展进程中的一个里程碑式的时间节点，在政府这场暴风骤雨式的强势调控中，许多规划中的在建和将建光伏发电项目正停工观望，光伏发电的热潮将逐渐落幕。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201807/13/290376.html
